Модели замещения пластов коллекторов

Определения

Основные определения залежей нефти (газа) и коллекторов

Пластовой нефтью, как правило, признаётся смесь углеводородных компонентов и растворенных в ней примесей, которая находится в залежи при пластовом давлении и пластовой температуре в жидком состоянии.

Горючим (природный) газом (газовой, газоконденсатной и нефтегазоконденсатной залежей), как правило, признаётся смесь углеводородных С1-С4 и неуглеводородных компонентов, находящихся в пластовых условиях в газообразном состоянии и в растворенном виде в нефти и воде, а при стандартных условиях только в газовой фазе.

Конденсатом (газоконденсатной и нефтегазоконденсатной залежей), как правило, признаётся смесь углеводородных С5+ и неуглеводородных компонентов, находящихся при начальных термобарических условиях в газообразном состоянии в пластовом газе и переходящих в жидкое состояние при снижении давления ниже давления начала конденсации.

Флюид (от лат. fluidis — «текучий») или пластовый флюид — в нефтяной и газовой отрасли используются для обозначения воды, нефти и газа.

Пласт -геологическое тело, сложенное однородной породой, ограниченное двумя поверхностями напластования кровлей и подошвой, имеющее одинаковую мощность и занимающее значительную площадь.

Залежь углеводородов – это скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов в едином геологическом пространстве. Залежь углеводородов — естественное скопление углеводородов в ловушке.

Месторождение нефти - это отдельная залежь или группа залежей различной стратиграфической приуроченности, залегающих в недрах одной площади и полностью или частично совпадающих в плане. Месторождение углеводородов — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоносности.

Коллектор - горная порода, способная вмещать флюиды (нефть, газ и воду) и обеспечивать их фильтрацию при создании перепада давлений.

Пористость горных пород (m, д.ед,%). Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пустот (пор,), вмещающих пластовые флюиды

Общая пористость -включает все поры горной породы. Коэффициент общей пористости это отношение всех пустот (пор), связанных и несвязанных между собой, к объему всей породы mобщ = Vпор/V породы

Коэффициент открытой пористости – отношение объема сообщающихся пор к объему всей породы mотк =Vпор сооб./V породы. (Незначительная 5%, достаточная 10-15%, хорошая -более 20%)

Методы исследования пористости: микроскопия бурового шлама, исследования керна, каротаж (нейтронный, плотностный, акустический)

Насыщенность горных пород показывает, какую часть порового объёма занимает та или иная фаза (нефть, вода, газ)

Коэффициент нефтенасыщенности – это отношение объёма пор, заполненных нефтью, ко всему объёму сообщающихся пор.

Нефтенасыщенность (Кн.н, д.ед, %) Водонасыщенность(Кв.н, д.ед, %)

Величину коэффициента нефтенасыщенности Кнн (также как и Кгн) находят через содержание остаточной воды как разность: Кнн = 1– Квн.

Величина нефтенасыщенности пластов c с промышленными запасами колеблется в довольно широких пределах (от 55 до 95 %).

Гидрофильный коллектор хорошо смачивается связанной водой (песчаники).

Гидрофобный коллектор не смачивается водой вследствие адсорбции на нём пленки нефти (известняки, доломиты)

Проницаемость k - способность породы пропускать через себя жидкости и газы при создании перепада давления (депрессии).

Размерность мкм2 (внесистемная единица Дарси – Д) или 10-3 мкм2 (мД).

Среди разрабатываемых широко распространены залежи со средней проницаемостью 0,03-1,0 мкм2. (низкопроницаемые– до 50·10-3 мкм2; проницаемые– от 50 до 100·10-3 мкм2; высокопроницаемые– более 100·10-3 мкм2).

Абсолютная проницаемость, определенная при условии насыщения породы однофазным флюидом, инертным к породе. Зависит только от свойств самой породы.

Фазовая проницаемость, определенная при условии насыщения породы многофазным флюидом. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности каждой из фаз, от их физико-химических свойств и закономерно уменьшается по мере уменьшения объемной доли данной фазы в фильтрационном потоке.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости данной фазы к абсолютной

 

Определения моделей залежей

Выделение в разрезе и прослеживание по площади на основе сопоставления разрезов скважин одноименных комплексов, горизонтов и пластов, выяснение условий их залегания, степени постоянства состава и толщины осуществляют с помощью корреляции разрезов скважин.  

Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического расчленения разреза, определения последовательности напластования литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Результаты используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции.

Общую корреляцию выполняют в пределах месторождений для выделения в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. Сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забоев.

Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке, для обеспечения построения модели, адекватной реальному геологическому объекту. Определяются границы продуктивного пласта, его расчлененность на пропластки, соотношение в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости пластов по площади.

Кровля и подошва залежи – верхняя и нижняя структурные поверхности, отделяющие продуктивный горизонт от непроницаемых покрывающих и подстилающих пластов;

Модели замещения пластов коллекторов

- дизъюнктивные поверхности, обусловливающие смещение одновозрастных пород относительно друг друга;

- литологические замещения, разделяющие коллекторы и неколлекторы по границам, связанным со сменой литологического состава пород (зоны замещения),

- стратиграфические несогласия и др.;

Альтитуда - высота земной поверхности над уровнем моря, м

Абсолютная отметка отсчитывается от уровня моря. Высота точки, лежащей выше уровня моря, считается положительной, ниже — отрицательной.

Поправка за кривизну- удлинение ствола скважины из-за её искривления при бурении.

Абсолютные отметки кровли и подошвы пласта, проницаемых пропластков с учетом альтитуды (А), кривизны скважины (кр) и глубины пласта (Н) АО= А+кр - Н

Общая толщина пласта – расстояние от кровли до подошвы;

Эффективная толщина равна общей толщине за вычетом прослоев не коллекторов; Эффективная толщина (толщина коллектора, насыщенного нефтью или водой), определяется разницей отметок подошвы и кровли проницаемого интервала.

Эффективная нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина равна суммарной толщине прослоев нефтенасыщенных (газонасыщенных) коллекторов. Эффективная нефтенасыщенная толщина (толщина коллектора, насыщенного только нефтью) может быть равна эффективной, если весь пласт насыщен нефтью, или быть меньше, когда часть коллектора водонасыщена.

Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа кровли или подошвы продуктивного пласта. Для ее построения залежь рассекают множеством горизонтальных плоскостей и определяют контуры линий пересечения этих плоскостей с кровлей или подошвой продуктивного пласта. По характеру расположения изогипс можно судить о крутизне залегания пласта: чем они ближе друг к другу, тем положение пласта круче.

При составлении структурных карт учитываются абсолютные отметки кровли (или подошвы) пластов, отсчитываемые от уровня моря. Структурная карта изображается в виде системы горизонталей, называемых изогипсами. Интервал по высоте, через который проводят изогипсы, называется сечением изогипс. Оно выбирается в соответствии с масштабом карты и наклоном слоев.

Способ треугольников–это наиболее широко применяющийся способ построения структурных карт в нефтяной геологии.

Внешним контуром нефтеносности (газоносности) называется пересечение ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта. В плане он ограничивает размеры залежи, коллекторы вне его пределов дают чистую воду.

Внутренним контуром нефтеносности (газоносности) называется пересечение ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта. В плане он ограничивает размеры чисто-нефтяной зоны ЧНЗ, вскрывшие коллектор скважины в его пределах дают нефть без воды.

Водонефтяная зона (ВНЗ) -площадь между внутренним и внешним контуром нефтеносности для нефтяной залежи, для газовой залежи – соответственно водогазовая зона (ВГЗ). При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)носности проводятся на картах по изогипсам, имеющим соответствующую отметку. Для массивной или пластовой водоплавающей залежей проводится только внешний контур на карте кровли пласта, так как внутренний контур отсутствует.

В Пермском крае выделяются следующие основные типы залежей нефти и газа: пластово-сводовые; массивные; литологически ограниченные;

Чисто нефтяная зона (ЧНЗ) – площадь, ограниченная внутренним контуром нефтеносности для нефтяной залежи, для газовой залежи – соответственно чисто газовой зоной ЧГЗ.